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13.1.1 Il contratto petrolifero

Il contratto petrolifero offre uno dei più significativiesempi di quel particolare tipo contrattuale, proprio delcommercio internazionale, che va sotto il nome di statecontract (in francese, contrat d’État). Trattasi, infatti, diun contratto concluso tra uno Stato (o un ente pubblico)e un soggetto privato (a volte persona fisica ma, più fre-quentemente, persona giuridica), avente a oggetto lo svol-gimento, da parte del privato, di una particolare attivitànel settore petrolifero, cioè la ricerca e la produzione diidrocarburi liquidi e gassosi, nonché le attività di down-stream, quali trasporto e raffinazione. Tali attività ven-gono svolte sulla base di un accordo con il soggetto (Statoo ente pubblico) titolare dei diritti di proprietà e di sfrut-tamento delle risorse naturali petrolifere. Quale contro-partita dell’attribuzione di tali diritti, nei modi e nellaestensione previsti dal singolo contratto, il soggetto pri-vato assume l’obbligo di svolgere l’attività petrolifera inconformità dei termini e delle condizioni convenuti conl’altra parte, vincolandosi a investire risorse economi-che, tecniche e manageriali necessarie per il miglioresviluppo delle risorse petrolifere oggetto dell’accordo.

Come evidenzia, anche storicamente, l’esperienzapratica, questo tipo contrattuale viene concluso per moti-vi diversi. Tra questi si segnala, almeno in una primafase, l’assenza di un quadro normativo di riferimentonello Stato controparte o la circostanza per cui è la stes-sa disciplina giuridica locale a prevedere che l’attivitàpetrolifera sia svolta nel territorio nazionale in base a unrapporto contrattuale con lo Stato oppure con l’ente pub-blico preposto dallo Stato a questo settore di attività.Negli ordinamenti giuridici più evoluti, sia di civil lawsia di common law, per contro, l’attività di ricerca e pro-duzione di idrocarburi viene svolta dal privato sulla basedi un titolo (permesso o mining title, atto di natura ammi-nistrativa) conferito dall’autorità locale al privato in basealla disciplina giuridica degli idrocarburi o mineraria in

generale. Il presente contributo è volto a indagare uni-camente la prima delle descritte situazioni, caratterizza-ta dalla presenza di un rapporto contrattuale tra lo Stato(o l’ente pubblico di un determinato Stato) e il privato.

Dalle richiamate caratteristiche del contratto petro-lifero deriva il collegamento del tipo contrattuale inesame con la tematica dell’investimento privato neipaesi in via di sviluppo e della sua protezione. Il con-tratto petrolifero, infatti, si caratterizza per l’imponen-te mole di investimenti resi necessari dall’elevato gradodi rischio dell’attività di ricerca degli idrocarburi; diqui l’esigenza di una effettiva tutela dell’investimentorealizzato dal privato.

In quanto tale, il contratto petrolifero rientra a pienotitolo nel più ampio genus dei contratti di investimento,oggetto di attenzione da parte della dottrina internazio-nale con particolare riguardo al problema della prote-zione dell’investimento privato e degli strumenti inter-nazionali, multilaterali e bilaterali, predisposti dagli Statiper assicurare tale protezione.

In quanto di fatto diretto allo sviluppo economico delpaese sul cui territorio viene svolta l’attività che ne costi-tuisce l’oggetto, il contratto petrolifero è stato ancheinquadrato fra i contratti di sviluppo economico. A taletipologia contrattuale la dottrina degli anni Sessanta delNovecento ha dedicato particolare considerazione conriguardo, soprattutto, al problema della legge applicabi-le in ragione delle particolari caratteristiche di questotipo contrattuale (Hyde, 1963).

13.1.2 Regolamentazionenormativa

NaturaParticolare rilievo assume la natura della regola-

mentazione cui è assoggettato il contratto petrolifero.Questa varia a seconda dell’ordinamento giuridico dello

847VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI

13.1

La regolamentazione contrattualein materia di ricerca

e produzione di idrocarburi

Stato nel cui territorio viene svolta la relativa attività,nonché delle caratteristiche del singolo contratto. In fun-zione di questi elementi, la relativa disciplina è stata divolta in volta inquadrata nel diritto pubblico o nel dirit-to privato dello Stato, a seconda che quest’ultimo inter-venga quale controparte contrattuale iure imperii (cioè,nell’esercizio di prerogative sovrane per finalità di inte-resse pubblico) o iure gestionis (cioè, alla stregua di unsoggetto privato).

In considerazione del fatto che con il contratto petro-lifero si determinano la messa a disposizione del priva-to di una risorsa naturale, patrimonio dello Stato, e ilconferimento di diritti di sfruttamento a essa relativi,non sembra che questo tipo contrattuale possa sottrarsia sua volta, per vari aspetti, alla disciplina pubblicisti-ca con cui lo Stato regolamenta settori fondamentalidella propria economia. L’ineguaglianza delle parti intale tipo di contratto deriva proprio dal fatto che lo Stato(o l’ente pubblico dallo stesso delegato) interviene qualecontroparte contrattuale nella veste di tutore del pub-blico interesse.

Di qui l’esigenza di distinguere la disciplina con-trattuale relativa ai diritti e obblighi delle parti dal pote-re regolatore riconosciuto allo Stato a tutela del pubbli-co interesse sotteso al contratto petrolifero proprio inquanto, per suo tramite, si attua lo sfruttamento di unarisorsa naturale che è nel patrimonio dello Stato. Taledistinzione, pur non agevole per la diversità degli ordi-namenti giuridici, risulta di fondamentale importanzaper stabilire entro quali limiti il contratto petrolifero(come ogni altro contratto concluso con uno Stato), con-figurandosi come contratto amministrativo, sia sogget-to ai principii del diritto pubblico.

Il contratto amministrativoLa categoria del contratto amministrativo, in quanto

contratto di diritto pubblico, ha avuto il suo principale‘terreno di coltura’nell’ordinamento francese. Il model-lo francese, adottato in Egitto a seguito dell’elaborazio-ne del grande giurista al-Sanhuri (1948), è stato succes-sivamente introdotto per il tramite di quest’ultimo paesein molti Stati arabi (Iraq, Siria, Libia, Qatar, Kuwait,Emirati Arabi Uniti, Algeria, Sudan, Libano, Yemen,Tunisia, Marocco e altri ancora). Il codice civile egizia-no disciplina una speciale categoria di contratti, la con-cessione di servizi di pubblica utilità, assoggettati (comegli altri contratti aventi le stesse caratteristiche) a unadisciplina giuridica speciale e alla giurisdizione di unacorte speciale (il Conseil d’État in Francia, in Egitto ein altri Stati di cultura giuridica francese; l’Administra-tive Law Chamber in altri Stati arabi).

Le condizioni secondo cui ogni sistema giuridicoriconosce a determinati rapporti contrattuali natura dicontratto di diritto pubblico dipendono in larga misuradalla concezione di interesse pubblico propria di ciascun

sistema e dalle garanzie che lo stesso appresta per la suatutela. Sotto il profilo generale, la nozione di contrattopubblico nei vari ordinamenti evidenzia il potere delloStato di adottare misure unilaterali ogniqualvolta la tute-la del pubblico interesse, così come interpretata dalloStato, lo richieda. Tra tali misure rientra il potere di modi-ficare le condizioni contrattuali per il sopravvenire di unmutamento delle circostanze, secondo il principio dichanging circumstances, richiamato nella risoluzione 25giugno 1968, n. 16, par. 90, dell’organizzazione dei paesiesportatori di petrolio (OPEC, Organization of the Petrol-eum Exporting Countries; v. oltre), sino alla misura estre-ma della revoca del contratto in presenza di determina-te condizioni.

In considerazione del possibile assoggettamento delcontratto petrolifero ai principii propri del diritto pub-blico dello Stato stipulante, il contraente privato ha cer-cato di porre in essere tutta una serie di condizioni egaranzie contrattuali al fine di ridurre il rischio di inter-vento dello stesso nell’esercizio dei suoi poteri regola-tori a tutela del pubblico interesse (v. oltre).

13.1.3 La regolamentazionecontrattuale

CaratteristicheLe caratteristiche più significative della regolamen-

tazione contrattuale relativa al contratto petrolifero pos-sono essere sintetizzate come segue:• una delle parti contraenti è uno Stato, un Ministero

o una entità pubblica, formalmente autonoma, maagente per conto del governo del proprio paese. Èquesto il caso delle numerose società di Stato crea-te, a partire dagli anni Cinquanta, dai paesi produt-tori di petrolio quali la Egyptian General PetroleumCorporation (EGPC), la National Iranian Oil Com-pany (NIOC), la Iraqi National Oil Company (INOC),l’algerina Sonatrach, la Nigerian National PetroleumCorporation (NNPC), la Libyan National Oil Com-pany (LNOC), l’indonesiana Pertamina, l’argentinaYacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), la Pedeve-sa (PDVSA, Petróleos De Venezuela Sociedad Anó-nima), la cinese CNOOC e altre ancora;

• l’oggetto del contratto consiste in un’attività da con-dursi in una determinata area del territorio statale perla ricerca e la produzione di idrocarburi, in una conle attività di trasporto, stoccaggio, raffinazione, espor-tazione e commercializzazione collegate alle attivitàprimarie;

• essenziale per lo svolgimento dell’attività oggetto delcontratto è l’investimento nel territorio dello Stato,sia in termini di capitali, sia attraverso l’apporto ditecnologie, beni, servizi e capacità manageriali;

• tra le parti si instaura un rapporto di lunga durata, in

848 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

LA CONTRATTUALISTICA E LA SOLUZIONE DELLE CONTROVERSIE

una prima fase di circa cinquanta-sessanta anni e, piùrecentemente, di non meno di trenta;

• la disciplina contrattuale tende ad avere carattere dicompletezza: il contraente privato, infatti, cerca diregolamentare quanto più possibile sul piano con-trattuale il proprio rapporto con lo Stato per limita-re possibili interferenze della legge locale;

• sono regolarmente presenti particolari clausole rela-tive alla legge applicabile al contratto e alla discipli-na della risoluzione delle controversie tramite arbi-trato, nell’ottica della migliore protezione del con-traente privato contro interferenze della legge e dellecorti locali.Per la loro importanza, sia nel quadro degli strumenti

contrattuali di protezione degli investimenti, sia per l’e-voluzione dei rapporti contrattuali tra le parti, le tema-tiche relative alla legge applicabile e all’arbitrato meri-tano una considerazione particolare.

Le clausole di legge applicabile e di arbitratoTra gli strumenti elaborati dalla pratica della con-

trattazione petrolifera per garantire un’adeguata prote-zione all’investimento straniero nel settore della ricercae produzione di idrocarburi, le clausole di legge appli-cabile e di arbitrato hanno da sempre costituito altret-tante condizioni per un felice esito del negoziato tra ilsoggetto privato e lo Stato destinatario dell’investimen-to. Trattasi di due previsioni contrattuali tra loro colle-gate in quanto, come dimostrato dalle decisioni arbitra-li in materia (v. cap. 13.3), l’arbitro internazionale hasistematicamente accettato di dare applicazione alle scel-te di legge operate dalle parti, anche laddove, in contra-sto con i principii regolatori dei conflitti di legge, ogget-to della scelta siano state regole anazionali piuttosto chesistemi giuridici statali (ai quali rinviano, di norma, isistemi statali di conflitto). A queste due misure di pro-tezione, largamente adottate dalla prassi della contratta-zione petrolifera, deve essere aggiunta una serie di ulte-riori previsioni contrattuali (v. oltre).

Il principio tradizionale in materia di legge applica-bile, enunciato dalla Corte Permanente di Giustizia (oggiCorte Internazionale di Giustizia) nel caso relativo aiprestiti serbi e brasiliani del 1929, è, come noto, quellosecondo cui i contratti tra Stati e privati sono soggetti aldiritto dello Stato parte del contratto. Ciò anche in rela-zione al fatto che tali contratti, tra cui si iscrivono i con-tratti petroliferi, trovano normalmente esecuzione nelterritorio dello Stato. Si applica pertanto la regola di con-flitto costituita dalla lex loci executionis.

L’intervento della legge dello Stato destinatario del-l’investimento non poteva però soddisfare l’esigenza delprivato di garantire al proprio rapporto contrattuale conlo Stato un’adeguata misura di stabilità delle condizio-ni pattuite e di prevedibilità della loro applicazione neltempo. Era quindi necessario per il privato rimuovere

quella che la dottrina francese ha efficacemente chia-mato l’aléa de la souveraineté, il rischio, cioè, che loStato parte del contratto riassumesse nel corso del rap-porto la veste di Stato sovrano per modificare il pro-prio ordinamento giuridico, alterando a proprio van-taggio (anche se in virtù di provvedimenti di portatagenerale) le condizioni contrattuali liberamente pattui-te con il privato.

Di qui la ricerca di tecniche di formulazione di clau-sole di legge applicabile volte ora a internazionalizzareil rapporto contrattuale, assoggettandolo al diritto inter-nazionale, ora a denazionalizzarlo tramite il richiamo ai«principii generali di diritto riconosciuti dalle nazionicivilizzate» (Statuto della Corte Internazionale di Giu-stizia, art. 38, par. 1, c), o ai principii di diritto comuniallo Stato contraente e allo Stato di cui il privato è nazio-nale (il tronc commun, formulazione adottata dal con-tratto tra l’Agip Mineraria e la National Iranian Oil Com-pany, del 1958), o, infine, attraverso il congelamentodella legge dello Stato alla data di stipula del contrat-to (freezing of the law, tecnica adottata nel contratto tral’Agip e lo Stato tunisino negli anni Settanta).

In questo quadro di denazionalizzazione del contrattopetrolifero si inserisce il richiamo di legge contenutonegli accordi di concessione petrolifera con la Libia (pre-rivoluzione del 1969), secondo il quale: «The Conces-sion shall be governed by and interpreted in accordancewith the principles of law of Libya common to the prin-ciples of international law and in the absence of suchcommon principles then by and in accordance with thegeneral principles of law, including such of those prin-ciples as may have been applied by international tribu-nals» (ICCA, 1979). Stante la sua complessa articola-zione, non sorprende che tale richiamo sia stato ogget-to di divergenti interpretazioni a opera delle tre sentenzearbitrali rese a seguito delle nazionalizzazioni libiche del1970 (v. cap. 13.3).

La scelta dell’arbitrato internazionale come metodoesclusivo di soluzione delle controversie nascenti dal con-tratto petrolifero ha rivestito storicamente una sostanzialerilevanza. Come nel caso della scelta di un sistema nor-mativo diverso da quello dello Stato parte del contratto,così l’esclusione della giurisdizione delle corti locali haposto delicati problemi in ragione della conseguente rinun-cia da parte dello Stato a prerogative sovrane.

Alla tenace resistenza opposta a questo riguardo dagliStati dell’America Latina in nome della dottrina elabo-rata nella seconda metà del 19° secolo dal giurista argen-tino Carlos Calvo, nota come dottrina Calvo (secondo laquale le controversie debbono essere deferite alla esclu-siva giurisdizione delle corti locali), si è unito il richia-mo da parte degli Stati ai principii del diritto interna-zionale sull’immunità degli Stati dalla giurisdizione. Alprogressivo ridimensionamento di tali principii con l’ac-coglimento della cosiddetta immunità ristretta (limitata,


LA REGOLAMENTAZIONE CONTRATTUALE IN MATERIA DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI

cioè, all’esercizio di prerogative sovrane, con esclusio-ne degli atti iure gestionis dello Stato), si è unita neltempo la considerazione che l’immunità dalla giurisdi-zione è rinunciabile, anche implicitamente, e che l’ac-cettazione dell’arbitrato a opera dello Stato implica unatale rinuncia.

D’altro canto, per l’investitore privato l’arbitrato inter-nazionale rappresenta una condizione irrinunciabile siaper sottrarre le controversie nascenti dal contratto petro-lifero alle decisioni delle corti locali, percepite comepoliticamente influenzabili dallo Stato di appartenenza,sia per garantire l’effettiva applicazione delle clausolesulla legge applicabile richiamanti regole anazionali, rite-nute accettabili da parte dell’arbitro internazionale, làdove lo stesso richiamo non avrebbe prevedibilmenteincontrato il favore del giudice statale.

Altre previsioni contrattualiTra le ulteriori previsioni contrattuali, volte a raffor-

zare la tutela del privato nei confronti del potere regola-tore dello Stato parte del contratto petrolifero, rientrano:• la clausola per cui il contratto ha forza di legge dello

Stato (Petroleum Concession Agreement, art. 34,co. 4, concluso nel 1975 dal Ruler dello Sharjah, unodegli Emirati Arabi Uniti);

• la clausola di intangibilità, con la quale lo Stato siimpegna a non modificare le condizioni contrattua-li se non per mutuo accordo (contratto tra l’AgipMineraria e l’iraniana NIOC del 1958, art. 39; model-lo mozambicano di production sharing agreementdel 2000, art. 30, co. 7, d ed e);

• la clausola di stabilizzazione, con la quale lo Statoassume l’obbligo di non emanare leggi o regola-menti contrari al contenuto del contratto petrolife-ro o, comunque, di non applicarli in danno del con-traente privato e in deroga a specifiche garanzie con-trattuali, quali quelle in materia fiscale, doganale,valutaria e simili. In taluni casi la stabilizzazionedelle condizioni contrattuali è prevista dalla stes-sa legge, come evidenziano la legge petrolifera delKazakhstan (l. n. 2350/1995, art. 57), il modello nepa-lese di production sharing agreement del 1994 (art.70, co. 1), il codice petrolifero della Costa d’Avorio(l. n. 669/1996, art. 18, lett. m). Le clausole di sta-bilizzazione nei contratti petroliferi presentano unanotevole varietà di formule, in relazione sia ai limi-ti temporali di tale garanzia, sia alle materie ogget-to di garanzia e alle reciprocità a favore dello Stato(Montembault, 2003);

• l’obbligo di rinegoziare le condizioni contrattuali incaso di modifica delle circostanze, con possibilità dideferire ad arbitrato internazionale la soluzione del-l’eventuale disaccordo, secondo quanto previsto daalcune leggi nazionali (legge petrolifera russa sui pro-duction sharing contracts del 1999, art. 18, co. 2) o

da vari modelli nazionali di production sharing agree-ments (modello ivoriano del 1997, art. 36, co. 2;modello cinese del 1992, art. 28, co. 2; modello ango-lano del 1997, art. 37, co. 4) o di concessione (model-lo egiziano del 1998, art. 19; Bernardini, 1998).

Trattati bilaterali sulla protezione degli investimenti

Il contratto petrolifero riveste quindi una importan-za fondamentale nel creare le condizioni necessarie perla sua sottrazione al potere normativo dello Stato nelquale si svolge la relativa attività. Forme di protezionesono previste nei trattati bilaterali sulla protezione degliinvestimenti conclusi dalla grande maggioranza degliStati dei più diversi sistemi politici, sociali e giuridici, ilcui numero ha superato la cifra di 2.400 alla fine del2005. Questi trattati, Bilateral Investment Treaties (BIT),prevedono l’accesso diretto dell’investitore privato (nelcaso, la compagnia petrolifera) ai meccanismi di solu-zione delle controversie con lo Stato attraverso arbitra-to, in caso di violazione delle garanzie pattuite nel BITcon lo Stato di appartenenza dell’investitore.

Tali garanzie riflettono standard di trattamento comu-nemente riconosciuti, quali: il trattamento fair and equit-able; la non discriminazione; il trattamento della nazio-ne più favorita; oltre a tutta una serie di ulteriori garan-zie, come quelle relative all’utilizzo di valute liberamenteconvertibili e alla loro libera trasferibilità all’estero, non-ché all’indennizzo dovuto in caso di nazionalizzazioneo espropriazione dell’investimento privato.

13.1.4 L’evoluzione del contratto petrolifero

Lo sviluppo nel tempo delle relazioni contrattuali traStati e privati in materia petrolifera è stato influenzatoin modo determinante dall’evoluzione dei rapporti diforza tra le due parti contraenti. Tre sono le fasi in cui,in modo del tutto convenzionale, può essere distinta unatale evoluzione: la fase della concessione petrolifera; lafase della partecipazione dello Stato; la fase della nuovagenerazione di contratti petroliferi.

La concessione petroliferaIn una prima fase, localizzabile nel periodo che cul-

mina con la fine degli anni Cinquanta, alla disuguaglian-za delle due parti sotto il profilo legale (da un lato, unoStato sovrano, anche se spesso privo di un sistema giu-ridico sviluppato; dall’altro, una società petrolifera delmondo industrializzato) fa da contrappeso il potere eco-nomico delle compagnie petrolifere – le famose ‘settesorelle’: British Petroleum (BP), Exxon (già StandardOil of New Jersey), Gulf, Mobil, Royal-Dutch Shell,Standard Oil of California (SOCal) e Texaco – sostenute



sovente dallo Stato di appartenenza (come segnala il casodell’Anglo-Iranian Oil Company, a protezione della qualenei confronti dell’Iran la Gran Bretagna fece ricorso allaCorte Internazionale di Giustizia agli inizi degli anniCinquanta).

Il ‘contenitore giuridico’ nel quale ha trovato pienaespressione questa diversa posizione delle due parti delrapporto (da un lato, uno Stato a sovranità limitata; dal-l’altro, un privato con pienezza di poteri) è la conces-sione petrolifera. Come il nome segnala, con il relativocontratto (petroleum concession agreement), lo Stato, inquanto proprietario delle risorse del sottosuolo, conce-de al privato il diritto esclusivo di ricercare, accertare,sviluppare e produrre idrocarburi, per una durata di oltrecinquanta anni, relativamente a una vasta estensione delterritorio nazionale, nonché il diritto di immagazzinare,trasportare, trattare e vendere gli idrocarburi prodotti, iltutto dietro versamento dei corrispettivi previsti dal con-tratto. Il dato giuridico più rilevante consiste nel pas-saggio del titolo di proprietà sugli idrocarburi dallo Statoal privato concessionario a bocca di pozzo (at well head),cioè nel punto in cui il prodotto rinvenuto è fisicamen-te appropriato. Come avremo modo di vedere, dal puntodi vista della sovranità dello Stato, questo momento dipassaggio della proprietà è meno accettabile del puntodi esportazione (point of export) previsto dal ProductionSharing Contract (PSC; v. oltre).

Obblighi di investimentoLimitati obblighi di investimento (espressi come

importi da investire nei vari periodi della fase esplorati-va), di lavoro (espressi come numero di pozzi da realiz-zare nel periodo) e di rilascio dell’area oggetto della con-cessione caratterizzano il rapporto in questa fase. Al con-cessionario compete, nel rispetto degli obblighi diinvestimento e di lavoro, la predisposizione di program-mi e budget annuali, senza interferenze da parte del-l’autorità concedente. Anche l’obbligo di utilizzo del per-sonale locale (essenziale per permettere l’acquisizionedelle necessarie professionalità) è normalmente subor-dinato all’esigenza prioritaria della efficiente conduzio-ne delle operazioni petrolifere. L’obbligo di addestra-mento di questo personale (training) è rinviato alla fasedella produzione commerciale e reso soggetto comun-que a varie limitazioni. Piena libertà viene garantita inmateria valutaria, dato che il contratto di concessioneprevede il diritto del concessionario di aprire e mante-nere nel paese conti in qualsiasi valuta, nonché di espor-tare liberamente i ricavi delle proprie attività. Ugualelibertà viene garantita al concessionario e ai suoi con-trattisti per quanto riguarda l’importazione, in esoneroda imposte doganali o simili, di tutti i materiali neces-sari per la conduzione delle operazioni petrolifere e laloro riesportazione, nonché l’esportazione degli idro-carburi prodotti.

Come contropartita del complesso di diritti e privi-legi riconosciuti con la concessione petrolifera, almenoin una prima fase, il concessionario è tenuto al solo ver-samento di una quota della produzione, in denaro o innatura (royalty). Soltanto successivamente, per iniziati-va del Venezuela (1943), alla royalty si aggiunge il paga-mento dell’imposta sul reddito nei limiti, normalmente,del 50% del reddito calcolato in base a un prezzo di rife-rimento (posted price), secondo il principio dell’equalprofit sharing. Tale prezzo è determinato, in questa fase,dalla società concessionaria e corrisponde al prezzo alquale la stessa è disposta a vendere il greggio prodotto.L’importo della royalty costituisce un costo deducibileai fini del calcolo dell’imposta sul reddito, quest’ultimaessendo fissata nell’aliquota onnicomprensiva del 50%del reddito calcolato come sopradetto.

L’assenza di ogni controllo da parte dello Stato sul-l’attività del concessionario e sulla produzione di idro-carburi, nonché l’esclusiva responsabilità riconosciutaal concessionario con riguardo all’attività downstreamdi commercializzazione, trasporto e raffinazione, carat-terizzano questa fase dei rapporti, connotando il con-tratto di concessione petrolifera come una vera e propriaenclave nel sistema giuridico dello Stato concedente,resa quasi impenetrabile da un impressionante apparatodi clausole contrattuali di protezione (v. sopra).

Per molti decenni, il controllo delle risorse petroli-fere mediorientali è stato esercitato in modo praticamenteesclusivo dalle compagnie petrolifere come risultato deirapporti contrattuali conclusi sin dagli inizi del 1900.Queste società, dette anche majors, titolari delle piùimportanti concessioni petrolifere del Medio Oriente,hanno apportato i necessari capitali, tecnologie e capa-cità manageriali per la ricerca e la produzione di idro-carburi, ponendo in essere sofisticati rapporti per la com-mercializzazione e la fornitura di idrocarburi sui mer-cati dei paesi industrializzati. Peraltro, nella visione dimolti paesi produttori l’attività svolta dalle società con-cessionarie ha gravemente limitato le prerogative sovra-ne dello Stato, impedendo la piena integrazione dell’in-dustria petrolifera nell’economia nazionale (From con-cession […], 1973).

La partecipazione dello Stato

L’indipendenza delle colonieIl punto di partenza della seconda fase dell’evolu-

zione dei rapporti tra paesi produttori e compagnie petro-lifere è determinato dall’accesso all’indipendenza dinumerosi Stati, già colonie di potenze occidentali, e dal-l’azione coordinata di vari Stati produttori di petrolio.

Il primo fenomeno copre un arco temporale di oltreun quinquennio, dal 1956 al 1962, con l’indipendenzadi Marocco (1956), Tunisia (1957), Congo belga, Congofrancese, Costa d’Avorio, Gabon, Ghana, Madagascar,



Nigeria e Alto Volta, oggi Burkina Faso (1960), Algeria(1962). L’intervento di questi nuovi Stati modifica signi-ficativamente l’equilibrio delle forze negli organismiinternazionali, in quanto agli stessi viene riconosciutoun potere di voto pari a quello dei paesi industrializza-ti. Attraverso la posizione espressa in questi organismie con la stipula di trattati, i nuovi Stati inducono unaprofonda revisione dei tradizionali principii del dirittointernazionale consuetudinario (come il principio per cuipacta sunt servanda), considerati espressione del vec-chio ordine economico internazionale, strumentale agliinteressi delle vecchie potenze coloniali.

I nuovi principii trovano la loro formulazione invarie risoluzioni dell’Assemblea Generale delle Nazio-ni Unite degli anni Sessanta e dei primi anni Settanta.Tra queste assumono un particolare rilievo quelle cheaffermano solennemente la «permanent sovereigntyover natural resources» (Risoluzioni 14 dicembre 1962,n. 1803-VI, e 25 novembre 1966, n. 2158-XXI), o quel-le relative all’instaurazione di un nuovo ordine econo-mico internazionale (Risoluzioni 1° maggio 1974, n.3201, S-VI e n. 3202, S-VI), o alla definizione dei dirit-ti e dei doveri economici degli Stati nella cosiddettaCarta di Algeri (Risoluzione 12 dicembre 1974, n. 3281-XXIX), adottata con l’opposizione dei paesi industria-lizzati, nonché quella relativa allo sviluppo e alla coo-perazione economica internazionale (19 settembre 1975,n. 3362, S-VII).

I principii citati affermano, tra l’altro, in modo cate-gorico, il diritto inalienabile di ogni Stato sulle proprierisorse naturali, il diritto di ogni Stato di adottare misu-re di nazionalizzazione per il pieno recupero di tali risor-se, nonché la competenza delle corti nazionali a giudi-care secondo le proprie leggi in ordine alle controver-sie su misure di nazionalizzazione. L’affermazione ditali principii, finalizzata al recupero di una sovranitàche strumenti ritenuti espressione del vecchio ordineeconomico, quale la concessione petrolifera, avevanolimitato, è resa possibile anche dalla consapevolezzadegli Stati di nuova indipendenza di disporre di risorseenergetiche, prime fra tutte le risorse petrolifere, da cuidipende lo sviluppo e il benessere del mondo indu-strializzato.

L’azione dei paesi produttori di petrolioA questa capacità di pressione dei paesi in via di svi-

luppo si unisce l’azione degli Stati produttori di petro-lio riuniti nell’OPEC, creata all’inizio degli anni Ses-santa. L’OPEC, nel Declaratory Statement of PetroleumPolicy in Member Countries (Risoluzione 25 giugno1968, n. 16, par. 90), pone i principii base di una politi-ca petrolifera comune, tra cui – prevalenti – quelli rela-tivi alla partecipazione degli Stati nella proprietà dellesocietà concessionarie, al rinegoziato delle condizionifinanziarie dei contratti petroliferi e alla soluzione delle

controversie a opera di corti regionali (quindi, non attra-verso l’arbitrato internazionale).

La suddetta Risoluzione, dopo aver richiamato il dirit-to inalienabile di ogni Stato di esercitare la sovranità per-manente sulle proprie risorse naturali (principio di dirittopubblico universalmente riconosciuto, come ripetuta-mente affermato dalle risoluzioni dell’Assemblea Gene-rale delle Nazioni Unite), ha fissato, tra l’altro, l’obiet-tivo dell’acquisizione di una reasonable participationnella proprietà delle società concessionarie sulla basedel principio del mutamento delle circostanze (changingcircumstances).

Con il General Agreement on Participation, firma-to a New York il 20 dicembre 1972, vari Stati medio-rientali ottengono una partecipazione del 25% nelle con-cessioni rilasciate in passato alle compagnie petrolife-re operanti nel loro territorio e, nel contempo, l’impegnodi tali compagnie a trasferire, entro i successivi diecianni, sino al 51% di partecipazione nelle stesse con-cessioni. Tale accordo segna, sul piano formale, il ter-mine del controllo esclusivo delle risorse petrolifere aopera delle compagnie del settore e l’entrata in scenadello Stato come compartecipe e associato nella dire-zione e gestione delle operazioni petrolifere. Infatti, l’ac-quisizione di una partecipazione da parte dei paesi pro-duttori di petrolio del Medio Oriente doveva dare vita aun rapporto associativo ( joint venture) con le compa-gnie petrolifere per la gestione congiunta dell’attivitàpetrolifera, senza, tuttavia, modificare l’involucro for-male (la concessione petrolifera) attraverso cui tale atti-vità viene svolta.

Secondo le intenzioni dei paesi produttori, da questapartecipazione, con la forma associativa cui essa avreb-be dato vita, sarebbe derivato il potere della società diStato del paese produttore di partecipare, in ragione dellaquota così acquisita, ai diritti, agli obblighi e ai profittiderivanti dall’attività petrolifera, nonché il potere di coge-stire tale attività attraverso la partecipazione a comitatimisti (di direzione, tecnici, operativi), costituiti da rap-presentanti di entrambe le parti del rapporto, con pesodecisionale proporzionale alla quota di partecipazione.

La società di Stato diviene così lo strumento in gradodi fare acquisire progressivamente allo Stato le neces-sarie competenze ed esperienze professionali, tecnichee manageriali per essere in grado di esercitare il con-trollo dell’attività petrolifera, al fine di assicurare che lastessa sia indirizzata a scopi di pubblica utilità o, quan-tomeno, non sia al solo servizio degli interessi del sog-getto privato. Pur essendo una delle finalità della govern-mental participation voluta dalla Risoluzione OPEC 25giugno 1968, n. 16, par. 90, tale obiettivo è stato realiz-zato solo in minima parte. Salvo poche eccezioni, infat-ti, la mancanza nelle società di Stato di personale dota-to di esperienza tecnica e di capacità manageriali ha impe-dito di sfruttare pienamente queste nuove opportunità.



Le società petrolifere, che hanno deliberatamente tenu-to il loro partner governativo all’oscuro delle conoscen-ze geologiche, finanziarie e commerciali proprie del-l’attività petrolifera, hanno pertanto seguitato a lungo aesercitare un ampio potere decisionale e il più pieno con-trollo sull’attività stessa.

Questo risultato poco soddisfacente è stato reso pos-sibile anche dal fatto di avere consentito alla società pri-vata di continuare a predisporre programmi operativi ebudget quale operatore della joint venture. Il ruolo del-l’organismo in cui lo Stato era rappresentato finiva, quin-di, con l’essere limitato alla mera approvazione di taliprogrammi e budget, con la conseguenza che, in caso dimancata approvazione, l’organismo non sarebbe stato ingrado di approvare programmi e budget alternativi senzal’ausilio dell’operatore della joint venture. Proprio allaluce di questi aspetti una sentenza arbitrale del 1975, nelcaso Anaconda Company v. Overseas Private InvestmentCorporation (OPIC), nel settore del rame cileno, affer-ma che, nonostante la ristrutturazione dei rapporti tra-mite joint venture, l’effettivo centro decisionale è rima-sto nella sede delle case madri occidentali, per cui le ope-razioni hanno continuato a essere condotte dall’Anacondacome nel passato «through substantially the same prac-tical chain of control as before» («International LegalMaterials», 1975).

L’esperienza delle joint venture, quindi, è risultatadeludente e comunque non rispondente all’esigenza degliStati di un più pieno recupero ed effettivo esercizio diquella sovranità permanente sulle proprie risorse natu-rali petrolifere così fortemente proclamata dalle risolu-zioni dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite.

La nuova generazione di contratti petroliferiLa ricerca di altri strumenti in grado di meglio sod-

disfare le richiamate esigenze e l’obiettivo di ottenerepiù elevati ricavi dall’attività petrolifera condotta sul pro-prio territorio sollecitano la ricerca e la predisposizionedi nuove formule contrattuali. A questa terza fase del-l’evoluzione dei rapporti tra compagnie petrolifere e paesiproduttori, iniziata in certi Stati alla fine degli anni Ses-santa e poi sviluppatasi nel corso degli anni Settanta,contribuiscono anche i processi di nazionalizzazione odi revoca dei contratti petroliferi che intervengono in variStati (Libia, Algeria, Kuwait, Iran, Iraq, Venezuela), insod-disfatti dell’azione dell’OPEC – ritenuta troppo mode-rata e lenta – di recupero del pieno controllo delle risor-se petrolifere.

Questa evoluzione è contrassegnata dal progressivoabbandono della formula della concessione petroliferaa favore di altri tipi di rapporti contrattuali in cui lo Stato,attraverso l’impresa pubblica designata a tale scopo,diviene parte attiva dell’attività di ricerca e sfruttamen-to degli idrocarburi. Anche se il contratto di concessio-ne petrolifera continua a trovare applicazione in vari paesi

(Sharjah, Abu Dhabi, Brasile, Egitto hanno concluso que-sto tipo contrattuale ancora negli anni Settanta e Ottan-ta), tale processo di transizione porta alla progressivaadozione di nuovi schemi contrattuali nei quali il tito-lo minerario, nella piena ed esclusiva titolarità dellasocietà di Stato, diviene il punto di riferimento e laragione d’essere dell’associazione della società priva-ta all’attività petrolifera. La società privata, infatti,dispone pur sempre delle risorse finanziarie, tecnichee manageriali di cui lo Stato ha bisogno in vista delmigliore sfruttamento delle risorse petrolifere. Ne con-segue il diverso ruolo assegnato alla società petrolife-ra, non più concessionaria nel rapporto con lo Statoconcedente ma contrattista, cioè appaltatore di opere eservizi, per conto della società di Stato. Le più signifi-cative tra le nuove formule contrattuali sono: il con-tratto di riparto della produzione (production sharingcontract); il contratto di servizio (service contract), conrischio o senza rischio; il contratto di assistenza tecni-ca (technical assistance agreement).

Di queste diverse formule contrattuali, cui la dottri-na ha fatto riferimento come «new generation of petrol-eum agreements» (Maniruzzaman, 1993), conviene esa-minare le caratteristiche e i tratti differenziali rispettoalla tradizionale concessione petrolifera, al fine di valu-tare in che misura esse abbiano consentito allo Stato uneffettivo recupero di sovranità sulle proprie risorse natu-rali petrolifere.

Il contratto di riparto della produzioneTra le nuove formule contrattuali assume particola-

re rilievo, anche in considerazione della sua notevole dif-fusione, il production sharing contract. Con la stipula diquesto contratto la società straniera viene associata, invia esclusiva, alle operazioni petrolifere da condursi nel-l’area definita nel contratto, ma non alla titolarità dellerisorse minerarie. Quest’ultima, come la titolarità deidiritti esclusivi di ricerca e produzione di idrocarburi edi svolgimento delle attività connesse con l’esercizio ditali diritti, resta in capo alla società di Stato competen-te per il settore petrolifero. La compagnia petrolifera,contrattista per conto della società di Stato, sopporta ilrischio del mancato ritrovamento di idrocarburi. Da que-sta impostazione consegue che sia la proprietà degli idro-carburi rinvenuti, sia la responsabilità per la gestionedella relativa attività sono della società di Stato.

L’elemento di maggiore novità introdotto dal PSC, dacui lo schema trae la sua peculiarità, è rappresentato dallaprevisione secondo cui la direzione delle operazioni ènelle mani della società di Stato (cosiddetta managementclause). La formula adottata a questo riguardo in uno deiprimi contratti indonesiani, concluso nel 1968 con l’en-te di Stato per gli idrocarburi, Pertamina, recita: «Perta-mina shall have and be responsible for the managementof the operations and contractor shall be responsible for



the execution of the works program». Scopo della clau-sola è di consentire alla parte pubblica di imparare ilmestiere, obiettivo da realizzarsi attraverso una strettainterazione tra la Pertamina e il contrattista. Una tale pre-visione, peraltro, comporta l’esigenza di armonizzare ipoteri riconosciuti alla società di Stato, in nome di unrecupero di sovranità attraverso il controllo pubblico sul-l’attività petrolifera condotta nel territorio nazionale, conla responsabilità contrattuale del contrattista di condur-re le operazioni sul campo. Come è stato sottolineato:«If not handled wisely and carefully, such a structuremay lead to immense frustration on the part of the foreignpartner» (Machmud, 2000).

La durata del PSC è normalmente molto inferiore aquella della concessione petrolifera (circa 30 anni). Iltermine inizia con una fase esplorativa (4 o 6 anni, rin-novabili), seguita da una fase di sviluppo e produzionein caso di scoperta commerciale (20 anni, prorogabili dialtri 10 anni a opzione del contrattista). Obblighi mini-mi di spesa e impegni di lavoro (sismica e numero mini-mo di pozzi) sono previsti per la fase esplorativa a cari-co del contrattista.

Quanto alla disponibilità delle risorse finanziarie, ilPSC prevede che il contrattista debba provvedere a tuttii fondi necessari per la conduzione delle operazioni, sop-portando il rischio della perdita del proprio investimen-to nel caso in cui l’attività non porti a un ritrovamentodi idrocarburi in quantità commerciali. Ove le operazioniconducano a una scoperta commerciale, così come defi-nita contrattualmente, a far tempo dall’inizio della pro-duzione commerciale il contrattista avrà diritto a duediverse quote della produzione disponibile, destinatal’una a rimborsarlo dei costi di esplorazione e di svi-luppo sostenuti per la conduzione delle operazioni, inclu-si spesso gli interessi maturati sugli investimenti di svi-luppo (quota-parte denominata cost oil), e l’altra a garan-tirgli una redditività del proprio investimento (quota-partedenominata profit oil).

La quota riconosciuta a titolo di profitto intende remu-nerare anche il rischio assunto dall’investitore nella fasedi esplorazione e sviluppo. La proprietà della quota diidrocarburi spettante al contrattista passa al punto diesportazione (point of export), così qualificandosi i dirit-ti del contrattista non quali diritti minerari (come nelcaso della concessione), ma solo come diritti economi-ci. Ognuna delle due parti dispone e commercializza libe-ramente la propria quota della produzione totale. La pro-prietà di tutti i beni importati per la conduzione delleoperazioni passa nella proprietà della società di Stato, ilrelativo costo rientrando tra le voci oggetto di rimborsotramite cost oil.

Nello schema indonesiano tasse e royalty non gra-vano sul contrattista proprio per l’assenza di profitti nelpaese e di proprietà degli idrocarburi a bocca di poz-zo, come è invece previsto nel contratto di concessione

petrolifera. A partire dal 1976, al fine di soddisfare l’esi-genza delle società statunitensi di documentare alla pro-pria autorità fiscale le tasse sul reddito pagate all’este-ro, il PSC indonesiano prevede che la quota di prodottodi spettanza della Pertamina includa gli importi pagatida quest’ultima per conto del contrattista a titolo di fisca-lità, per i quali viene fornita regolare ricevuta. Il PSCconcluso il 18 novembre 1997 tra la Repubblica delKazakhstan e un consorzio di società internazionali (tracui l’Agip) prevede un prelievo alla fonte del 30% a tito-lo di profit tax.

Definita nella sua struttura dal Presidente della Per-tamina (all’epoca denominata Permina), Ibnu Sutowo,e inaugurata nel 1966 con un contratto concluso con ilconsorzio IIAPCO (Independent Indonesian AmericanPetroleum COmpany), la formula contrattuale in ogget-to ha trovato applicazione in molti altri Stati a partiredagli anni Settanta. Il PSC concluso in Indonesia dal-l’Agip nel 1968 prevede a favore del contrattista unaquota della produzione pari al 40% all’anno a titolo dicost oil e una quota pari al 35% del restante 60% a tito-lo di profit oil. Il PSC concluso dalla Exxon in Angolanel 1998 prevede la quota del 50% come cost oil e ladivisione del profit oil all’80% per Sonangol e al 20%per il contrattista. Altri PSC prevedono un diverso ripar-to percentuale della produzione in funzione sia delleprospettive minerarie dell’area contrattuale, sia dell’a-bilità e del potere negoziale del privato investitore. Così,in alcuni di questi contratti la quota di produzione dispettanza dello Stato è crescente in funzione dell’au-mento del tasso di rendimento del contrattista primadelle tasse (pre-tax rate of return), come prevede il for-mulario di contratto allegato alla legge del 26 marzo1982 della Repubblica di Liberia.

Il PSC indonesiano ha rappresentato il modello dicontratto petrolifero adottato in Malaysia e in Cina. Intutti e tre i paesi il governo partecipa attivamente nellaconduzione delle operazioni petrolifere al fine di con-trollare e ottimizzare i benefici derivanti dallo sfrutta-mento di una risorsa considerata strategica per questipaesi. Tutti e tre i paesi hanno società di Stato per gliidrocarburi molto ben strutturate, alle quali si deve un’in-dustria petrolifera nazionale attiva, sia nelle operazioniupstream sia in quelle downstream. Questo è stato ancheil risultato dell’utilizzo del PSC, sia come strumento perla formazione professionale del personale, tale da con-sentire un effettivo controllo dell’attività petrolifera, siacome fonte di importanti investimenti di capitale.

Mentre i modelli indonesiano e malese sono simili,il PSC cinese contiene vari elementi di differenziazione.Così, con riguardo alla management clause, il modellocinese prevede un comitato di direzione misto ( jointmanagement committee), che segue da vicino la condu-zione delle operazioni piuttosto che limitarsi, come neglialtri modelli, a impartire generiche linee guida. Il PSC



cinese rappresenta una formula ibrida, nella misura incui royalty e tasse sono parti integranti del contratto incontrasto con lo schema tipico. Sia in Malaysia sia inCina, poi, la società di Stato tende ad acquisire una par-tecipazione nel contratto, trasformandosi da partner senzarischio in co-associato nel PSC (Machmud, 2000).

Attualmente il PSC è la formula contrattuale preva-lente in numerosi Stati asiatici (Bangladesh, Birmania– oggi Myanmar –, Cina, Filippine, India, Indonesia,Laos, Malaysia, Mongolia, Nepal, Pakistan, Sri Lanka,Vietnam), in paesi già membri dell’Unione Sovietica(Azerbaigian, Kazakhstan, Federazione Russa, Turkme-nistan, Ucraina, Uzbekistan), in paesi del Medio Orien-te (Giordania, Iraq, Israele, Oman, Qatar, Siria, Yemen),dell’America Centrale e Meridionale (Antille Olandesi,Colombia, Cuba, Ecuador, Perù, Trinidad e Tobago) e inalcuni Stati europei (Albania, Croazia, Malta, Romania)e africani (Algeria, Angola, Repubblica del Congo, Costad’Avorio, Eritrea, Etiopia, Ghana, Guinea, Kenya, Libe-ria, Libia, Mozambico, Nigeria, Sudan, Tanzania, Togo,Tunisia, Uganda, Zambia).

Alcuni di questi Stati prevedono, come formule alter-native, il contratto di concessione e il contratto di servi-zio. Altri Stati seguitano tuttora ad adottare il modellodel contratto di concessione (Tailandia, Nicaragua).Rispetto allo schema originario di PSC, molti Stati hannointrodotto delle varianti al fine di soddisfare aspirazio-ni nazionali e di armonizzare questo nuovo tipo contrat-tuale con il proprio sistema giuridico. Infine, in altri Stati,ancora poco soddisfatti di talune condizioni contrattua-li, si discute della revisione di tali condizioni (così nellaFederazione Russa con riguardo al PSC in vigore per l’a-rea di Sakhalin).

La flessibilità della formula contrattuale e l’equobilanciamento delle posizioni delle due parti del rapportosono tra le ragioni del successo del PSC. Questo spiegacome la stessa formula abbia potuto essere adottata perprogetti nel settore petrolifero non limitati alla ricerca eproduzione di idrocarburi liquidi, ma relativi anche allacostruzione e gestione di impianti. Tale è il caso dei rap-porti contrattuali con i quali la Royal Dutch Shell e laExxon, due delle major, hanno accettato di collaborarecon il Qatar nello sviluppo e nella messa in produzionedi importanti riserve di gas naturale.

Stando alle informazioni ricavabili dalla stampa spe-cializzata, il progetto della Shell prevede la costruzionedel più grande impianto mai realizzato per la produzio-ne di Gas To Liquids (GTL) a Ras Laffan (Qatar), sullabase di un integrated development and production shar-ing agreement. Il progetto prevede un investimento daparte della Shell di circa 5.000 miliardi di dollari per losviluppo delle riserve di gas naturale e la costruzione diun impianto di GTL in grado di fornire 140.000 barili algiorno di prodotti GTL. L’accordo ha per oggetto sia l’u-pstream che il downstream del progetto, con l’impegno

della Shell di applicare prescrizioni rigorose a tutela del-l’ambiente, della salute e della sicurezza. Il riparto dellaproduzione tra il Qatar, titolare delle risorse naturali, ela Shell, contrattista, viene definito equo, con un soddi-sfacente ritorno per entrambe le parti.

Anche il progetto Exxon in Qatar, relativo anch’es-so a prodotti GTL, viene attuato in base a un PSC con-cluso nel 2004. L’investimento a carico della Exxon èstimato in 7.000 miliardi di dollari, per una produzionedi 154.000 barili al giorno.

Il contratto di servizioCon il contratto di servizio la società di Stato man-

tiene la titolarità esclusiva dei diritti minerari sull’areaoggetto del contratto e la proprietà degli idrocarburi rin-venuti e prodotti nell’area. La società privata, diretta-mente o per il tramite di una sua controllata, agisce comeappaltatore dei lavori (general contractor) in nome e perconto della società di Stato, e, in tale veste, conducetutte le operazioni necessarie per l’esplorazione, lo svi-luppo e la produzione degli idrocarburi, dietro versa-mento di un corrispettivo predeterminato ( flat fee) ocommisurato al quantitativo di produzione nel periododi riferimento. Il compenso può essere graduato in fun-zione delle dimensioni della scoperta, dell’ammontaredel capitale di rischio investito e di altri fattori. Il sog-getto privato non ha, pertanto, la qualità, le prerogativee i diritti di un concessionario o di un associato, il suoruolo essendo limitato a quello di un contrattista. Neconsegue che programmi e budget per l’attività da svi-luppare in ciascun anno di vigenza del rapporto, pur sepredisposti dal contrattista, debbono essere approvatidalla società di Stato.

La pratica distingue due tipi di contratto di servizio:con rischio e senza rischio. Nel contratto di servizio conrischio si richiede al contrattista di finanziare integral-mente l’attività di ricerca di idrocarburi e quella, suc-cessiva, di sviluppo dei depositi rinvenuti nell’area con-trattuale. Questo finanziamento interviene con assun-zione del rischio del mancato ritrovamento di idrocarburi(solitamente greggio) in quantità commerciali. Solo inquest’ultimo caso, infatti, l’ammontare di tutti i costisostenuti sino a tale data è considerato come un presti-to concesso dal contrattista soggetto a rimborso da partedella società di Stato. Il rimborso avviene, di norma, indenaro ed è il contratto a fissare l’importo e la scaden-za (normalmente trimestrale) delle rate di ripagamento.I costi di produzione, invece, sono rimborsati diretta-mente dalla società di Stato in valuta locale, dietro fat-turazione. In aggiunta al rimborso dei costi, il contratti-sta ha diritto di percepire, a titolo di remunerazione deiservizi resi, ulteriori importi calcolati secondo quantoprevisto in ciascun contratto di servizio. Vari contratti diservizio prevedono il diritto del contrattista di prelevarequantitativi di greggio, valorizzati al prezzo di mercato



(definito nel contratto), in luogo dei pagamenti in dena-ro a lui dovuti dalla società di Stato.

La formula con rischio è stata adottata negli anni Ses-santa e Settanta nei contratti di servizio conclusi, tra l’al-tro, in Iran, Iraq, Nigeria e Venezuela. In una fase suc-cessiva, questa formula contrattuale ha permesso ad alcu-ni Stati di conseguire condizioni di maggiore favore: èquesto il caso dei contratti di servizio conclusi in Iran eBirmania, come pure in Brasile in base al contratto model-lo della Petrobras del 1976.

La distinzione tra il PSC e il contratto di servizio conrischio non è agevole, anche in considerazione dellevarianti introdotte da ciascun paese nei diversi schemi.Essenzialmente, essa risiede nel modo di pagamento diquanto dovuto al contraente privato. Mentre il PSC pre-vede l’accesso diretto a una quota di produzione in natu-ra, nel contratto di servizio il contrattista è ripagato indenaro, salvo l’opzione di prelevare un quantitativo digreggio di valore equivalente.

Altri contratti di servizio sono senza rischio, in quan-to il contrattista non è obbligato a finanziare a propriorischio le operazioni di ricerca e di sviluppo degli idro-carburi e viene remunerato con un compenso prefissa-to. In base a questo contratto, la società privata mette adisposizione della società di Stato personale qualifica-to, la propria esperienza e il proprio know how ai finidella conduzione delle operazioni di ricerca, sviluppo eproduzione di idrocarburi sulla base di programmi e bud-get fissati dalla società di Stato. Anche in questo tipo dirapporto contrattuale il contrattista può avere accesso adeterminati quantitativi di produzione, solitamente inbase a un separato contratto di vendita.

Vari contratti di servizio sono stati conclusi negli ulti-mi anni da società del gruppo italiano Eni. Tra questi sirichiamano i più significativi.

Buy back service agreements. Sono contratti stipu-lati in Iran con la NIOC tra la fine degli anni Novanta el’inizio del 2000, per una durata di 4-5 anni per la fasedi sviluppo e di 6-7 anni per la fase di recupero degliidrocarburi. È prevista l’approvazione di programmi ebudget da parte di un Joint Management Committee (incui entrambe le parti sono rappresentate) che decideall’unanimità (salvo meccanismi volti a superare even-tuali stalli decisionali). Il rimborso degli investimenti(sino a un determinato importo) e il pagamento del com-penso ( fee) è a carico dei ricavi generati dalla venditadi una quota (sino al 60%) degli idrocarburi prodotti,mentre il rimborso dei costi operativi e delle tasse sulreddito interviene direttamente. Viene anche previsto ildiritto del contrattista di acquistare dalla NIOC una quotadella produzione.

Service contract. È stato concluso nel 2000 con laNigerian Petroleum Development Company, titolaredella oil petroleum licence n. 91 e dei successivi oilmining leases, e prevede lo sviluppo di due campi già

scoperti. Gli investimenti relativi sono finanziati attra-verso il greggio disponibile o, se questo non è suffi-ciente, con fondi a carico del contrattista. L’intera pro-duzione è di proprietà dello Stato, ma il contrattista vienerimborsato dei propri costi (sia di capitale sia operati-vi) con una quota di produzione (cost oil) e remunera-to per i servizi resi con altra quota della residua produ-zione (profit oil), secondo le percentuali contrattual-mente stabilite. Le operazioni sono condotte sotto ladirezione di un Management Committee paritetico, ilquale decide all’unanimità (salvo, in caso di contrasto,l’intervento di un esperto indipendente). Quanto allafiscalità, la società di Stato corrisponde la petroleumprofit tax, nonché la royalty, mentre a carico del con-trattista è l’imposta sul reddito.

Operating agreement. Questo contratto, concluso nel1997 con la Corpoven in Venezuela, prevede che la societàdell’Eni, quale operatore, debba provvedere a renderedisponibili gli investimenti e il know how necessari perl’attuazione del progetto relativo alla riabilitazione dicerti bacini di idrocarburi, nonché allo sviluppo, produ-zione, trasporto e trattamento della produzione sulla basedi un master development plan approvato all’atto dellastipula del contratto. Gli investimenti sostenuti, inclusigli interessi, sono rimborsati in denaro, in aggiunta alversamento trimestrale di un compenso per l’attività svol-ta (service fee). Tutta la produzione è di proprietà dellasocietà di Stato.

Il contratto di assistenza tecnicaCome suggerito dalla sua denominazione, questo tipo

contrattuale prevede la prestazione di servizi da parte delcontraente straniero, spesso limitati a specifiche fasi del-l’attività petrolifera, dietro corrispettivo di importi indenaro prefissati e senza che a carico del contrattistagravi il rischio del mancato ritrovamento di idrocarburi.

La posizione assunta dalle società di Stato nella gestio-ne delle risorse naturali petrolifere costituisce una dellenovità più significative introdotte dalle nuove formulecontrattuali. Anche se molte delle condizioni pattuite neinuovi schemi riflettono quelle tipiche del contratto diconcessione petrolifera, la circostanza che firmatario delcontratto non sia lo Stato ma la società di Stato comportarilevanti effetti giuridici sulla protezione dell’investi-mento privato. Lo Stato, infatti, non potrà essere chia-mato a rispondere direttamente per eventuali inadem-pienze contrattuali, né potrà attribuirsi alle clausole diintangibilità e di stabilizzazione contenute nel contrattolo stesso valore giuridico derivante dall’assunzione delrelativo obbligo da parte dello Stato (v. sopra).

Al risultato di riportare alla responsabilità contrat-tuale dello Stato eventuali inadempimenti della societàdi Stato, come pure eventuali interferenze dello stessonell’esecuzione del contratto, tendono varie forme digaranzia che lo Stato può avere rilasciato in occasione



della conclusione del contratto. Tra queste rientra l’ap-provazione per legge del PSC, secondo le previsioni ditaluni sistemi giuridici, come in Azerbaigian (Bati, 2003).Per altro verso, gli effetti utili che sul piano dell’equili-brio economico sarebbero derivati da una clausola di sta-bilizzazione accettata dallo Stato sono realizzati con laprevisione, in vari contratti, dell’obbligo della parte pub-blica di compensare il contrattista per le conseguenzeeconomiche derivanti da misure adottate dallo Stato inviolazione di garanzie di stabilizzazione contrattualmentepattuite (così in contratti conclusi con società di Stato dipaesi già membri dell’Unione Sovietica).

Il dato caratterizzante la più recente evoluzione deirapporti contrattuali relativi all’attività di ricerca, pro-duzione, trattamento e commercializzazione è offertodalla posizione assunta da molti Stati in sede di attribu-zione di diritti minerari petroliferi. È ormai largamentediffusa la pratica per cui la società che vuole acquisireun contratto per la ricerca e produzione di idrocarburinel territorio di determinati Stati deve presentare un’of-ferta in busta chiusa all’autorità competente, dichiaran-do di accettare il modello di contratto predisposto a que-sto scopo dallo Stato ospite.

Le prospettive di successo nell’acquisizione delcontratto sono basate unicamente sugli impegni di spesae di lavoro offerti in sede di gara, con l’aggiunta even-tuale, se così richiesto, del pagamento di importi indenaro (bonuses) a determinate scadenze. I model formsper i vari tipi contrattuali (PSC o contratti di servizio)sono ormai molto diffusi in paesi appartenenti alle piùvarie aree geopolitiche e alle più diverse culture giu-ridiche.

Un esempio di questa più recente evoluzione è offer-to dal bando di gara con cui l’algerina Sonatrach, nel2004, ha sollecitato offerte per l’attuazione di un pro-getto integrato (da realizzare in associazione con la stes-sa Sonatrach) di esplorazione, sviluppo, liquefazione ecommercializzazione di gas naturale da campi situatinella regione di Gassi Touil, sulla base di un contratto diriparto della produzione (PSC), non negoziabile, delladurata di 30 anni. Il contratto prevede una fase di svi-luppo e produzione di idrocarburi finanziata per il 65%dal contrattista e per il 35% dalla Sonatrach, nonché duefasi di esplorazione di nuovi campi finanziate al 100%dal contrattista. Le decisioni sono prese all’unanimità daun management board nel quale le due parti hanno ugua-le rappresentanza, rimettendo a un terzo indipendente lasoluzione di eventuali disaccordi.

Le attività di liquefazione del gas naturale e di com-mercializzazione del Gas Naturale Liquefatto (GNL)sono realizzate da due diverse società, cui partecipanola Sonatrach e il contrattista con quote differenti a secon-da della società. Il contrattista viene rimborsato dei costisostenuti e remunerato per i propri investimenti e per l’at-tività svolta con una quota della produzione di greggio,

di GNL, di gas naturale o di altri prodotti risultanti dalprocesso di liquefazione, la restante parte della produ-zione restando di proprietà della Sonatrach.

L’imposta sul reddito del contrattista derivante dallaremunerazione contrattuale è pagata dalla Sonatrach, acui carico è anche la royalty sulla produzione di idro-carburi. Il contratto è regolato dalla legge algerina e lasoluzione delle controversie è rimessa all’arbitrato inter-nazionale in base al Regolamento arbitrale della UnitedNations Commission on International TRAde Law(UNCITRAL).

13.1.5 Conclusioni

Joint venture, production sharing contract e servicecontract rappresentano altrettanti stadi di un processoattraverso il quale gli Stati in via di sviluppo hanno cer-cato di conseguire un più ampio controllo delle proprierisorse naturali e maggiori ricavi dall’attività petrolife-ra, recuperando nel contempo quella piena sovranità sulleproprie risorse petrolifere che l’istituto della concessio-ne aveva gravemente limitato. Tra l’altro, a differenza diquanto normalmente previsto per la concessione petro-lifera (v. sopra), i nuovi tipi contrattuali sono di regolaassoggettati alla legge statale nel cui territorio viene con-dotta l’attività petrolifera, trovando così soddisfazioneuno degli obiettivi dell’azione degli Stati volta al recu-pero di sovranità.

È questo anche il portato di nuovi strumenti interna-zionali, primo tra tutti la Convenzione di Washington del1965 sulla risoluzione delle controversie tra Stati e pri-vati in materia di investimenti, i quali richiamano la leggedello Stato quale regolatrice dell’investimento privato.La dottrina parla, a questo riguardo, di rilocalizzazionedella legge applicabile nel sistema giuridico dello Statoospite. Per contro, l’arbitrato internazionale continua acostituire il metodo normale di risoluzione delle con-troversie tra le parti, anche attraverso il richiamo dellamenzionata Convenzione di Washington in materia diinvestimenti. Pur con questi correttivi, non sembra possaaffermarsi che l’obiettivo dell’effettività del controllo daparte dello Stato sullo sfruttamento delle proprie risor-se sia stato sempre e ovunque conseguito. Tale control-lo dipende, infatti, in larga misura, dalla capacità degliStati di rendere disponibili risorse professionali adeguatea seguito dell’attuazione di seri programmi di prepara-zione del proprio personale.

Per contro, dal punto di vista del soggetto privato inuovi schemi contrattuali possono risultare accettabili(come dimostra, del resto, la loro diffusione), nella misu-ra in cui l’investimento sia ragionevolmente garantito epermanga l’accesso a una quota di produzione di idro-carburi, a un costo accettabile, al fine di garantire la con-tinuità nelle forniture del proprio mercato di sbocco.



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Piero Bernardini Consulente, Studio legale Ughi e Nunziante

Roma, ItaliaUniversità LUISS - Guido Carli

Roma, Italia



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